安仁县金紫仙抽水蓄能电站建设的几点探讨

何发龙

（安仁县水利局，湖南 郴州 423600）

风能、太阳能等可再生能源发电具有随机性、间歇性和波动性等特点，电力系统必须有足够的灵活调节的电源，以保障运行稳定。相对电化学储能、压缩空气储能等而言，抽水蓄能技术是目前世界公认的技术最成熟、经济效益最好、最具灵活性、安全性最高、寿命最长、环境污染最少、应用最为广泛的储能技术。截至2022 年底，我国抽水蓄能装机规模占全球储能总规模的94.6%。我国在2022 年已建成抽水蓄能电站总装机4 089 万kW，全球最高。但我国抽水蓄能在电力系统中的比例仅有1.59%，远低于欧美发达国家。抽水蓄能电站厂址都在山区，对发展地方经济、实现乡村振兴具有现实意义。在抽水蓄能电站发展的同时，必须正视影响抽水蓄能建设的问题，以推进抽水蓄能电站快速、有序、高效、健康地发展。

1 工程基本情况

金紫仙抽水蓄能电站位于金紫仙镇金紫仙村。上水库位于金紫仙镇高源村西康片区（原西康村），下水库位于金紫仙镇金紫仙村（原金花村）。西康水库（上水库）集雨面积为1.2 km2，库周山体较雄厚，岩性以砂砾岩为主。初拟西康水库正常蓄水位为870 m，相应库容为990 万m3，死水位为830 m，死库容为110 万m3，调节库容约880 万m3。上水库坝顶总长度约550 m。

金紫仙水库（下水库）集雨面积为17.8 km2（不含上水库）。初拟金紫仙水库正常蓄水位为470 m，相应库容为1 000 万m3，死水位为430 m，死库容为120 万m3，调节库容为880 万m3。下水库坝顶长度约460 m。

输水发电系统主要建筑物包括上水库进/出水口、上游引水道、地下电站、下游引水道、下水库进/出水口、变电站等。

上、下水库进/出水口水平距离约1 600 m，利用水头400 m，距高比为4。

电站装机容量为120 万kW，安装4 台单机容量为30 万kW 的单级、立轴、单转速、混流、可逆式水泵水轮机组。电站初拟500 kV 出线一回接入郴州苏耽500 kV变电站，直线距离约80 km。经估算，该项目总投资为80 亿元。

安仁县金紫仙抽水蓄能电站是性能优良的调峰电站，具有电能转换（填谷）、调频、旋转备用、调相、快速跟踪负荷、提高系统可靠性等显著作用。

该项目于2021 年8 月进入国家能源局《抽水蓄能中长期规划》（2021—2035 年），2022 年8 月预可行性研究报告审查通过，2023 年2 月枢纽布置、正常蓄水位、施工总布置等3 个专题报告审查通过，2023 年3 月征地移民专题报告审查通过，计划2023 年6 月可行性研究报告审查通过、核准开工，2030 年全部机组竣工、发电。

2 金紫仙抽水蓄能电站设计与施工

金紫仙抽水蓄能电站枢纽工程采用：混凝土面板堆石坝+溢洪道+泄洪兼冲沙放空洞+引水道+地下厂房。西康水库（上水库）和金紫仙水库（下水库）大坝均采用面板堆石坝方案，大坝是设计与施工的关键。

2.1 坝体材料分区

堆石料分区按面板坝的受力特点和渗流要求划分，坝体分区从上游到下游分别为上游铺盖区、垫层区、特殊垫层区、过渡区、主堆石区、主堆石排水区和下游堆石区。

1）上游铺盖区。为封堵面板可能出现的裂缝及周边缝缺陷，在上游坝脚设置黏土铺盖区，铺盖水平厚度为3 m，上游坡比为1∶2.5，下游面紧贴面板与趾板。

2）特殊垫层区。位于面板下，设计水平宽度为4 m。主要采用新鲜、坚硬的细料并经过碾压以达到级配优良、连续、密实，使渗透系数达到10-3cm/s。压实后，其孔隙率小于21%，小于5 mm 的垫层料占30%～40%，最大粒径为80 mm。

3）过渡区。过渡区位于垫层区与主堆石之间，设计水平宽度为4 m。过渡料应具有良好的级配，用坚硬的石料填筑，最大粒径不超过300 mm，压实后孔隙率不大于23%。压实后具有低压缩性，高抗剪强度，并能对垫层料有反滤作用。

4）主堆石区。主堆石区是面板坝的主体，是垫层、过渡层的支撑体，堆石料具有良好的级配。使用坚硬的岩石填筑，压实后孔隙率不大于25%，最大粒径不大于600 mm。

5）下游堆石区。下游堆石区处于坝体的次要地位，主堆石区下游，其变形对坝体和面板变形影响不大，对级配要求可以放宽，碾压层厚度可达1.2 m，最大粒径不大于碾压层厚的80%，压实后的孔隙率不大于28%。

2.2 坝体防渗结构设计

1）混凝土面板设计。面板堆石坝上游迎水面设置混凝土面板，它是坝体的主要防渗结构。面板顶部高程厚度为0.3 m，面板底部高程厚度为0.6 m。中间按t=0.3+0.003 51H 变化，其中H 为面板顶部高程至计算点的高差。为防止面板开裂，分别给面板纵、横加筋，其钢筋率为0.5%。面板采用C25 混凝土，抗渗指标为W10，抗冻指标为F100。面板混凝土采用滑模施工，为适应坝体变形，面板设垂直缝，在两坝肩附近的面板设张性垂直缝，间距为15 m，其余部分的面板设压性垂直缝，间距也为15 m，与趾板结合处设周边缝。

2）混凝土趾板设计。坝体堆石存在沉陷变形，面板不能与河床及两岸基岩直接连接，只能通过混凝土底座与河床及两岸基岩相连接。趾板宽度按水头的1/15设计，分两级，1/2 坝高以上的趾板宽度为4 m，1/2 坝高以下为6 m。趾板厚度为1.0 m。趾板分缝间距为16 m，趾板混凝土性能及其防裂要求与面板相同。

2.3 灌 浆

为增强基岩的整体性和耐久性，拟对坝基的软弱夹层（砂砾岩）进行固结灌浆。固结灌浆的浆液为水泥浆，灌浆孔距为3 m，排距为3 m，梅花形布置。

帷幕灌浆布置在趾板中部，趾板帷幕灌浆与坝体及坝肩两岸帷幕防渗相结合，形成一个整体。帷幕灌浆孔按单排布置，孔距为2 m，防渗标准按透水率小于或等于3 Lu。

2.4 坝基开挖和边坡开挖处理

坝体边坡按覆盖层1∶1.25、强风化岩体1∶0.75、弱风化岩体1∶0.5 开挖；坝肩岸坡为高边坡开挖，采用L=28 m，间排距5 m 的锚索支护，在边坡表面挂单层Φ6 钢筋网，网格大小为15 cm×15 cm，然后喷10 cm 厚C25 混凝土的方式进行加固。见图1。

图1 金紫仙抽水蓄能电站上（下）水库大坝标准剖面图（1∶500）

3 抽水蓄能电站发展中几个值得注意的问题

1） 截至2022 年年底，我国抽水蓄能装机容量为4 089 万kW，远低于西方发达国家的占发电总装机容量10%的一般要求。数据显示，我国2010 年风能和太阳能发电装机仅有2 986 万kW，然而到2022 年底，风电、光电两项新能源装机总量达到6.38 亿kW，增长21.4 倍之多。相比之下，抽水蓄能电站装机从2010 年的1 692 万kW 增加到2022 年的4 089 万kW，仅增长2.42 倍。湖南省抽水蓄能资源很丰富，但规划与建设跟不上新型电力系统发展；抽水蓄能资源跨省区投资与电力、电量交易尚处于探索阶段，市场化程度很低。总体上看，抽水蓄能电站发展滞后于新型电力系统需求。

2）湖南长沙黑麋峰抽水蓄能电站2018 年投产，单位造价4 503 元/kW；金紫仙电站预计2030 年投产，单位造价预计将在6 500 元/kW 以上，投资成本的快速增长将严重影响抽水蓄能上网电价和销售电价。

3）国家发展和改革委员会《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》明确了电价形成机制，“能核尽核、能开尽开”，这是国家发改委和国家能源局对“十四五”时期抽水蓄能项目的明确政策。但规划布局也可能会产生一些问题：布局不尽合理，可能造成电站建成不被需要或无法使用；一些电站建设条件较差，经济性差，建成后增加用户电费负担；建设成本和运行成本可能一时难以消化，推高投资企业负债率和社会用电成本。这些情况不利于抽水蓄能电站健康发展。

4）国内抽水蓄能机组的主要生产商是哈尔滨电气、东方电气和浙富控股，前两家公司的产能约为40台/年，即1 年1 000 万kW 左右。2022 年，我国水轮发电机组市场占有率前三位的企业分别是：哈尔滨电气，约占49%，东方电气，约占41%，浙富控股，约占5%。抽水蓄能设备制造能力的不足也是影响抽水蓄能电站发展的重要因素。

4 关于发展抽水蓄能的几点探讨

1）金紫仙抽水蓄能电站抽水与发电总效率按80%计算，则综合平均电价至少要在标杆电价的基础上提高27%；如果再计入容量电价（内部收益+财务费用+税金），估计还要增加14%。抽水蓄能电站必须要达到年度设计利用小时数（2 100 h）以上才具有合理的经济性。如果经济技术可行性研究做得不够详实，最终结局必然是浪费投资，抬高电价。

其他抽水蓄能电站如果无序开发，无视电力系统和电力市场需求，就有可能建而少用或不用，而输配电价将在不知不觉中提高，最终影响销售电价，这种情况应当通过政府监管予以避免。

2）抽水蓄能电站工程投资中机电设备及安装工程投资约占28%；到2030 年抽水蓄能投产目标是1.2亿kW，全国抽水蓄能建设市场巨大。只有坚持自主创新为主，增强机电设备设计制造能力，重点攻关超高水头大容量抽水蓄能水轮机、大容量变速机组设计制造自主化，并进一步提升励磁、调速器、变频装置等辅机设备国产化水平，金紫仙抽水蓄能电站机组才能按时交货，电站运行过程中抽水、发电效益才会提高。

3）从湖南抽水蓄能电站业主分布来看，已建成投产的湖南长沙黑麋峰抽水蓄能电站总装机120 万kW，控股业主为国网新源；在建的平江福寿山抽水蓄能电站总装机140 万kW，控股业主为国网新源；金紫仙抽水蓄能电站装机120 万kW，控股业主为国投集团。从全国以往的抽水蓄能发展历程来看，国网新源公司是我国抽水蓄能电站投资的最大股东，这当然有其合理性和合法性，但是其他国有或民营企业也有很高的投资积极性，以谋求在抽水蓄能电站建设市场中获得发展，政府应当给予支持。

4）抽水蓄能电站应根据电源分布特点、电网运行特性、用电负荷分布、电力结构等确定抽水蓄能电站选址和容量。鉴于抽水蓄能发展有其自身特点，即建设周期通常为5～8 年，前期勘测设计及审批一般需要2～3年，因此抽水蓄能电站应当根据电力发展特点，提前进行勘测设计、选址布局，加快开工建设，适时投产发电。

以10 年甚至30 年的时间跨度，在分析、预测当地经济社会和电力发展趋势的基础上，进行选址规划、土地预审、社会稳定评估、移民规划报告等前期工作，在符合生态环境保护要求的前提下，为抽水蓄能电站发展进行规划和预留空间。

目前，金紫仙抽水蓄能电站已经列入国家“十四五”重点能源项目，前期工作进展顺利，计划2023 年6月正式开工，2030 年全部机组竣工、发电。在安仁县金紫仙镇同一地区，尚有金紫仙抽水蓄能电站二期工程，装机容量120 万kW（上水库为学头岭水库，下水库为豪山水库），可以列入国家“十五五”重点能源项目，做到滚动发展，优势发展，高质量发展，快速、有序、高效、健康地发展。